JP5292333B2 - CO2 recovery method and CO2 recovery device - Google Patents
CO2 recovery method and CO2 recovery device Download PDFInfo
- Publication number
- JP5292333B2 JP5292333B2 JP2010026093A JP2010026093A JP5292333B2 JP 5292333 B2 JP5292333 B2 JP 5292333B2 JP 2010026093 A JP2010026093 A JP 2010026093A JP 2010026093 A JP2010026093 A JP 2010026093A JP 5292333 B2 JP5292333 B2 JP 5292333B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- absorption liquid
- product gas
- absorption
- gas
- heater
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 40
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 143
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 125
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 61
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 22
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 19
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 19
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 17
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 17
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 15
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 110
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 38
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 7
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011301 petroleum pitch Substances 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 206010037660 Pyrexia Diseases 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011300 coal pitch Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Description
本発明は、炭素を含む燃料のガス化ガスからCO2を回収する方法および回収する装置に関する。 The present invention relates to a method and an apparatus for recovering CO 2 from a gasification gas of fuel containing carbon.
近年、地球温暖化現象の一因としてCO2による温室効果が指摘され、地球環境を守る上でその対策が急務となっている。CO2の発生源としては、化石燃料を燃焼させるあらゆる人間の活動分野に及び、その排出抑制への要求が一層強まる傾向にある。特に大量の化石燃料を使用する火力発電所を対象に、CO2を含む燃焼排ガスをアルカノールアミン水溶液等と接触させてCO2を吸収させ、CO2を回収する方法、および回収されたCO2を大気へ放出することなく貯蔵する方法が精力的に研究されている。 In recent years, the greenhouse effect due to CO 2 has been pointed out as a cause of the global warming phenomenon, and countermeasures are urgently required to protect the global environment. The source of CO 2 extends to all human activity fields where fossil fuels are burned, and the demand for emission control tends to become stronger. Targeting thermal power plants in particular use a large amount of fossil fuels, the combustion exhaust gas containing CO 2 into contact with an aqueous alkanolamine solution or the like to absorb the CO 2, the method for recovering CO 2, and the recovered CO 2 The method of storing without releasing to the atmosphere has been energetically studied.
アルカノールアミンの例としては、モノエタノールアミン(MEA)やN−メチルジエタノールアミン(MDEA)などが挙げられる。アルカノールアミン水溶液を吸収液とする吸収法では、吸収塔においてCO2を吸収した吸収液は、再生塔において120℃前後の水蒸気を使用して加熱され再生される(例えば、特許文献1、2)。処理ガス量が多いほど、使用する吸収液量は多くなり、それに伴い、再生に必要な水蒸気量も増大する。従って、石炭やオイルコークス等のガス化ガスを対象とした場合には、燃焼によりガス量が増加してしまうので、燃焼前にCO2を回収する方法が望ましい。 Examples of alkanolamines include monoethanolamine (MEA) and N-methyldiethanolamine (MDEA). In the absorption method using an alkanolamine aqueous solution as the absorbing solution, the absorbing solution that has absorbed CO 2 in the absorption tower is heated and regenerated using steam at around 120 ° C. in the regeneration tower (for example, Patent Documents 1 and 2). . The greater the amount of treatment gas, the greater the amount of absorbent used, and the amount of water vapor required for regeneration increases accordingly. Therefore, when a gasified gas such as coal or oil coke is used as a target, the amount of gas increases due to combustion, so a method of recovering CO 2 before combustion is desirable.
ガス化ガスには、炭素は主にCOの形で含まれるので、予め(1)式に示すシフト反応によりCOをCO2に変換する必要がある。
CO+H2O→CO2+H2 (1)
シフト反応は、COを含むガスと水蒸気を触媒の存在下で200℃以上の温度で反応させることにより進行する。つまり、シフト反応でも水蒸気を使用する。一方、シフト反応は発熱反応なので、反応熱を熱源として水蒸気を発生させることが可能である。しかし、この水蒸気だけでは吸収液の再生とシフト反応の両方を賄い切れず、外部からも水蒸気の供給が必要である。また、火力発電所においては、本来発電に供するための水蒸気をCO2回収プロセスに抽気することにより、送電端効率が低下する。
Since carbon is mainly contained in the gasified gas in the form of CO, it is necessary to convert CO to CO 2 in advance by a shift reaction shown in the formula (1).
CO + H 2 O → CO 2 + H 2 (1)
The shift reaction proceeds by reacting a gas containing CO and water vapor at a temperature of 200 ° C. or higher in the presence of a catalyst. That is, water vapor is also used in the shift reaction. On the other hand, since the shift reaction is an exothermic reaction, it is possible to generate water vapor using the reaction heat as a heat source. However, this water vapor alone cannot cover both the regeneration of the absorbent and the shift reaction, and it is necessary to supply water vapor from the outside. Moreover, in a thermal power plant, the power transmission end efficiency is reduced by extracting water vapor originally supplied for power generation into a CO 2 recovery process.
上述したように、従来技術では、吸収液の再生には水蒸気を熱源として使用しているため、大量の水蒸気を必要としており、従ってCO2の回収には多くのエネルギーが必要であった。また、火力発電所においては、タービンから抽気した水蒸気を利用しており、その結果として発電効率が大幅に低下していた。 As described above, in the prior art, since water vapor is used as a heat source for regeneration of the absorbing liquid, a large amount of water vapor is required, and therefore a large amount of energy is required for CO 2 recovery. Moreover, in the thermal power plant, the steam extracted from the turbine is used, and as a result, the power generation efficiency is greatly reduced.
本発明は、石炭や石油ピッチ等の炭素を含む燃料のガス化ガスと吸収液とを接触させてCO2を回収するプロセスにおいて、CO2回収に必要なエネルギー消費を低減するための方法および装置を提供することを目的とする。また、発電用水蒸気の抽気による発電効率の低下を大幅に抑制することを目的とする。 The present invention relates to a method and apparatus for reducing energy consumption required for CO 2 recovery in a process of recovering CO 2 by bringing a gasification gas of fuel containing carbon such as coal and petroleum pitch into contact with an absorbing liquid. The purpose is to provide. Moreover, it aims at suppressing the fall of the power generation efficiency by extraction of the steam for power generation significantly.
本発明によるCO2回収方法は、以下のような特徴を有する。 The CO 2 recovery method according to the present invention has the following characteristics.
炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスと水蒸気とを触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換する工程と、前記生成ガスを吸収液加熱器に導入し、前記生成ガスに含まれる水分の凝縮熱と前記生成ガスの顕熱とを利用して、CO2吸収塔の底部より抜き出された吸収液を加熱する工程と、前記生成ガスに含まれる凝縮された水分を除去してから、前記生成ガスを前記CO2吸収塔に導入し、前記CO2吸収塔内の吸収液と接触させて前記生成ガス中のCO2を吸収させる工程と、前記吸収液加熱器で加熱された前記吸収液を減圧し、CO2ガスを放出させて前記吸収液を再生し、前記CO2吸収塔に戻す工程とを有する。 A step of reacting a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon and water vapor on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2; and introducing the product gas into an absorption liquid heater; Using the heat of condensation of the moisture contained in the product gas and the sensible heat of the product gas, the step of heating the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower, and the condensation contained in the product gas Removing the water, introducing the product gas into the CO 2 absorption tower and bringing it into contact with the absorption liquid in the CO 2 absorption tower to absorb CO 2 in the production gas; and the absorption liquid A step of depressurizing the absorption liquid heated by a heater, releasing CO 2 gas to regenerate the absorption liquid, and returning it to the CO 2 absorption tower.
上記のCO2回収方法において、CO2ガスを放出して再生した前記吸収液を前記CO2吸収塔に戻す過程で、前記吸収液の一部をさらに後段の再生塔へ導入して加熱する工程と、前記再生塔の底部より抜き出された前記吸収液を熱源とする熱交換器を用いて、前記CO2吸収塔の底部より抜き出された前記吸収液を加熱する工程とを有してもよい。 In the above-mentioned CO 2 recovery method, a step of introducing a part of the absorption liquid into a subsequent regeneration tower and heating in the process of returning the absorption liquid regenerated by releasing CO 2 gas to the CO 2 absorption tower And heating the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower using a heat exchanger that uses the absorption liquid extracted from the bottom of the regeneration tower as a heat source. Also good.
さらに、上記のCO2回収方法において、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換する工程の後で、前記生成ガスを蒸気発生器に導入し、前記生成ガスを熱源として水蒸気を発生させる工程と、前記吸収液加熱器で加熱された前記吸収液を、前記蒸気発生器で発生した水蒸気を熱源とする加熱器でさらに加熱してから減圧し、CO2ガスを放出させて前記吸収液を再生する工程とを有してもよい。 Furthermore, in the CO 2 recovery method, after the step of converting CO contained in the product gas into CO 2 , the step of introducing the product gas into a steam generator and generating water vapor using the product gas as a heat source. And the absorption liquid heated by the absorption liquid heater is further heated by a heater using water vapor generated by the vapor generator as a heat source, and then depressurized to release CO 2 gas, thereby reducing the absorption liquid. And a step of regenerating.
また、本発明によるCO2回収装置は、以下のような特徴を有する。 The CO 2 recovery device according to the present invention has the following features.
CO2を吸収する吸収液を有するCO2吸収塔を備えたCO2回収装置において、炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスと水蒸気とを触媒上で接触させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するシフト反応器と、前記生成ガスを熱源として、前記CO2吸収塔からの前記吸収液を加熱する吸収液加熱器と、前記吸収液加熱器において加熱された前記吸収液を減圧し、前記吸収液からCO2ガスを放出させることにより、前記吸収液を再生して前記CO2吸収塔に戻すフラッシュタンクと、前記吸収液加熱器を通過した前記生成ガスを冷却する冷却器と、前記冷却器を通過した前記生成ガスから凝縮水を分離する気水分離器と、前記気水分離器で凝縮水を分離した後の前記生成ガスを導入して前記吸収液に接触させて、前記生成ガスに含まれるCO2を前記吸収液に吸収させる前記CO2吸収塔とを備える。前記吸収液加熱器は、前記生成ガスに含まれる水分の凝縮熱と前記生成ガスの顕熱とを利用して、前記CO2吸収塔からの前記吸収液を加熱する。 In a CO 2 recovery apparatus including a CO 2 absorption tower having an absorption liquid that absorbs CO 2 , a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon and water vapor are brought into contact with each other on a catalyst, and are contained in the product gas. A shift reactor that converts CO to CO 2 , an absorption liquid heater that heats the absorption liquid from the CO 2 absorption tower using the product gas as a heat source, and the absorption liquid that is heated in the absorption liquid heater And a cooling tank that cools the product gas that has passed through the absorption liquid heater and a flash tank that regenerates the absorption liquid and returns it to the CO 2 absorption tower by releasing CO 2 gas from the absorption liquid. A steam separator for separating condensed water from the product gas that has passed through the cooler, and introducing the product gas after separating the condensed water by the steam separator to contact the absorbent. Before And the CO 2 absorption tower for absorbing the CO 2 contained in the generated gas into the absorption liquid. The reboiler utilizes the sensible heat of water condensation heat and the produced gas contained in the product gas, heating the absorption liquid from the CO 2 absorption tower.
上記のCO2回収装置において、前記フラッシュタンクで再生された前記吸収液を加熱することにより、前記吸収液からCO2ガスを放出させる再生塔と、前記再生塔で加熱された前記吸収液を熱源として、前記CO2吸収塔からの前記吸収液を加熱する熱交換器とを備えてもよい。 In the CO 2 recovery apparatus, the absorption liquid regenerated in the flash tank is heated to release CO 2 gas from the absorption liquid, and the absorption liquid heated in the regeneration tower is used as a heat source. And a heat exchanger for heating the absorption liquid from the CO 2 absorption tower.
さらに、上記のCO2回収装置において、前記生成ガスを熱源として水蒸気を発生させる蒸気発生器と、前記蒸気発生器で発生した水蒸気を熱源として、前記吸収液加熱器で加熱された前記吸収液をさらに加熱する加熱器とを備えてもよい。 Further, in the above CO 2 recovery apparatus, a steam generator that generates water vapor using the generated gas as a heat source, and the absorption liquid heated by the absorption liquid heater using the water vapor generated by the steam generator as a heat source. Further, a heater for heating may be provided.
本発明によれば、生成ガスを利用して吸収液を加熱することにより、CO2回収プロセスにおける水蒸気使用量を削減でき、CO2回収に必要なエネルギー消費を低減することができる。また、発電用水蒸気の抽気による発電効率の低下を大幅に抑制することができる。 According to the present invention, by using the generated gas to heat the absorption liquid, it is possible to reduce the amount of water vapor used in the CO 2 recovery process, and to reduce the energy consumption necessary for CO 2 recovery. In addition, a decrease in power generation efficiency due to extraction of power generation steam can be significantly suppressed.
本発明によるCO2回収方法の概要は、次の通りである。炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスを触媒上で水蒸気と反応させて、生成ガス中のCOをCO2に変換する。この際に発生する反応熱により自己加熱された生成ガスを熱源として、蒸気発生器で水蒸気を発生させてもよい。生成ガス中のCO2は、吸収塔で吸収液に吸収される。CO2を吸収した吸収液は、吸収塔の底部より抜き出され、生成ガスを熱源として吸収液加熱器で加熱される。吸収液を加熱した生成ガスは、含まれている水分が除去された後、吸収塔に導入されて吸収液と接触し、含まれているCO2が回収される。吸収液加熱器で加熱された吸収液は、蒸気発生器で発生した水蒸気を熱源として、さらに加熱されるようにしてもよい。その後、吸収液は、減圧され、吸収したCO2を放出して再生する。 The outline of the CO 2 recovery method according to the present invention is as follows. The product gas generated by gasifying the fuel containing carbon is reacted with water vapor on the catalyst to convert CO in the product gas into CO 2 . Water vapor may be generated by a steam generator using the product gas self-heated by the reaction heat generated at this time as a heat source. CO 2 in the product gas is absorbed by the absorption liquid in the absorption tower. The absorption liquid that has absorbed CO 2 is extracted from the bottom of the absorption tower and heated by an absorption liquid heater using the generated gas as a heat source. The produced gas obtained by heating the absorption liquid is introduced into the absorption tower after the contained moisture is removed, and the contained CO 2 is recovered. The absorption liquid heated by the absorption liquid heater may be further heated using water vapor generated by the steam generator as a heat source. Thereafter, the absorbing solution is decompressed and released by releasing the absorbed CO 2 .
本発明によれば、生成ガスと吸収液とを熱交換させることにより、生成ガスの顕熱と、従来は利用されていなかった生成ガスの凝縮熱とを、吸収液の加熱源として活用することができる。 According to the present invention, the sensible heat of the generated gas and the heat of condensation of the generated gas, which has not been conventionally used, are utilized as a heating source of the absorbing liquid by exchanging heat between the generated gas and the absorbing liquid. Can do.
以下では、吸収塔の底部より抜き出された吸収液を「リッチ液」、CO2を放出して再生した吸収液を「セミリーン液」と称する。また、実施例3において、再生塔で加熱再生された吸収液を「リーン液」と称する。 Hereinafter, the absorption liquid extracted from the bottom of the absorption tower is referred to as “rich liquid”, and the absorption liquid regenerated by releasing CO 2 is referred to as “semi-lean liquid”. In Example 3, the absorption liquid regenerated by heating in the regeneration tower is referred to as “lean liquid”.
本発明で対象となる生成ガスは、石炭や石油ピッチや重油などの炭素を含む燃料を部分酸化したときに発生するCO、H2、CH4、CO2等を主に含むガスである。 The product gas which is the subject of the present invention is a gas mainly containing CO, H 2 , CH 4 , CO 2 and the like generated when a fuel containing carbon such as coal, petroleum pitch, and heavy oil is partially oxidized.
以下に本発明の実施の形態について説明するが、本発明は以下の実施形態に限定されるものではない。 Embodiments of the present invention will be described below, but the present invention is not limited to the following embodiments.
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の実施例を、図1を用いて説明する。実施例1は、本発明によるCO2回収方法および回収装置の基本的な構成を、石炭のガス化プロセスに適用した例である。図1は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。 An embodiment of a CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 1 is an example in which the basic configuration of a CO 2 recovery method and a recovery apparatus according to the present invention is applied to a coal gasification process. FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery apparatus in the present embodiment.
図1に示すように、本実施例でのCO2回収装置は、主に、高温シフト反応器21a、中温シフト反応器21b、低温シフト反応器21c、吸収液加熱器23、吸収塔24、冷却器25、29、気水分離器26、およびフラッシュタンク28から構成されている。なお、通常は、少なくとも高温シフト反応器21aと中温シフト反応器21bの後段に冷却器を設けるが、図1では図示を省略している。
As shown in FIG. 1, the CO 2 recovery apparatus in this example mainly includes a high
ガス化炉(図示せず)で石炭と酸素を高温で反応させて発生した生成ガス1は、脱塵や水洗の後、COSをH2Sに変換するCOS転換処理やH2Sを除去する脱硫処理を経た後、水蒸気2と共に高温シフト反応器21aに導入される。
Product gas 1 generated by the reaction of coal with oxygen at elevated temperatures in the gasification furnace (not shown), after dedusting and washing with water to remove the COS conversion processing and H 2 S for converting COS into H 2 S After passing through the desulfurization treatment, the
高温シフト反応器21aには、FeとCrを主な活性成分とするシフト触媒が充填されており、この触媒により(1)式のシフト反応が促進される。シフト反応は発熱反応であり、触媒と生成ガス1は反応熱により加熱される。石炭をガス化して得られる生成ガスの場合、一般にCO濃度は20〜60%と高いため、COの全量を一度に反応させると反応熱により触媒の温度がその耐熱温度を上回ってしまう。そのため、高温シフト反応器21aでは、生成ガス1に含まれるCOの一部だけを反応させる。
The high
生成ガス1は、次に、高温シフト反応器21aと同じ触媒が充填された中温シフト反応器21bに導入される。中温シフト反応器21bでは、生成ガス1に含まれる残りのCOの一部がCO2に転化される。
The product gas 1 is then introduced into an intermediate
生成ガス1は、さらに、低温シフト反応器21cに導入される。低温シフト反応器21cには、比較的低い温度でシフト反応促進活性を有するCuとZnを主な活性成分とする触媒が充填されている。低温シフト反応器21cにおいて、生成ガス1は、所望するCO濃度になるまで残りのCOがCO2に転化される。
The product gas 1 is further introduced into the low
なお、シフト反応の温度レベルは、例えば、高温シフト反応器21aでは250〜450℃、中温シフト反応器21bでは250〜350℃、低温シフト反応器21cでは250〜270℃とすることができる。
The temperature level of the shift reaction can be, for example, 250 to 450 ° C. for the high
次に、生成ガス1は、吸収液加熱器23に導入される。吸収液加熱器23には、冷却媒体として吸収塔24の底部から抜き出されたリッチ液6が導入されており、生成ガス1はリッチ液6に熱を奪われて冷却される。
Next, the product gas 1 is introduced into the
生成ガス1は、さらに、冷却器25で50℃以下に冷却され、気水分離器26で凝縮水7が除去された後、吸収塔24に導入される。ここで、生成ガス1は、再生されたセミリーン液13と接触し、CO2が吸収される。このようにして、生成ガス1からCO2が除去されて精製ガス8が得られる。
The product gas 1 is further cooled to 50 ° C. or less by the cooler 25, and after the
ところで、吸収液加熱器23に導入された生成ガス1には、シフト反応用に供給された水蒸気2のうち反応に使われなかった水蒸気が含まれている。吸収塔24の底部から抜き出されたリッチ液6は、この水蒸気の凝縮熱と生成ガス1の顕熱により加熱される。
By the way, the generated gas 1 introduced into the
加熱されたリッチ液6は、減圧されてフラッシュタンク28に導入される。フラッシュタンク28では、吸収されていたCO2が液相から放出されて、リッチ液6は再生され(セミリーン液13となる)、CO2を含んだ放散ガス9が回収される。
The heated rich liquid 6 is decompressed and introduced into the
一方、セミリーン液13(再生されたリッチ液6)は、冷却器29で所定の温度に冷却された後、再び吸収塔24に導入される。
On the other hand, the semi-lean liquid 13 (regenerated rich liquid 6) is cooled to a predetermined temperature by the cooler 29 and then introduced into the
従来、吸収液の再生にはタービンから抽気した水蒸気を熱源として使用しており、その結果として発電効率が大幅に低下していた。本発明は、シフト反応の後段では生成ガスが水蒸気を多く含むことに着目し、これまでは回収されていなかった凝縮熱を利用して吸収液を加熱する点に特徴があり、これによりCO2回収エネルギーを大幅に削減することができる。 Conventionally, water vapor extracted from a turbine is used as a heat source for regeneration of the absorbing liquid, and as a result, power generation efficiency has been greatly reduced. The present invention, in the subsequent stage of the shift reaction Noting that product gas containing a large amount of steam, so far is characterized in that for heating the absorbing liquid by utilizing the condensation heat which has not been recovered, thereby CO 2 Recovered energy can be greatly reduced.
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第2の実施例を、図2を用いて説明する。実施例2は、実施例1と同様に、本発明によるCO2回収方法および回収装置を石炭のガス化プロセスに適用した例であるが、以下の点が異なる。すなわち、シフト反応で発生する反応熱により自己加熱された生成ガスを熱源として、蒸気発生器で水蒸気を発生させる。そして、吸収液加熱器で加熱された吸収液を、蒸気発生器で発生した水蒸気を熱源として、さらに加熱する。 A second embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 2 is an example in which the CO 2 recovery method and the recovery apparatus according to the present invention are applied to a coal gasification process, as in Example 1, except for the following points. That is, water vapor is generated by a steam generator using the product gas self-heated by reaction heat generated in the shift reaction as a heat source. And the absorption liquid heated with the absorption liquid heater is further heated by using the water vapor generated by the steam generator as a heat source.
図2は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図2において、図1と同一の符号は、図1と同一または共通する要素を示す。本実施例のCO2回収装置は、実施例1と同様の構成であるが、高温シフト反応器21a、中温シフト反応器21b、および低温シフト反応器21cの後段に、高温蒸気発生器22a、中温蒸気発生器22b、および低温蒸気発生器22cがそれぞれ設置されている点と、吸収液加熱器23とフラッシュタンク28の間に加熱器27a、27bが設置されている点が異なる。
FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery apparatus in the present embodiment. 2, the same reference numerals as those in FIG. 1 denote the same or common elements as those in FIG. The CO 2 recovery apparatus of the present example has the same configuration as that of Example 1, but a high-
本実施例でのCO2回収方法は、実施例1と同様であり、以下では相違点のみを説明する。 The CO 2 recovery method in this example is the same as that in Example 1, and only the differences will be described below.
高温シフト反応器21aで一部のCOがシフト反応を起こした生成ガス1は、次に、冷却のために高温蒸気発生器22aに導入される。ここでは、生成ガス1が所定の温度まで冷却されると同時に、その熱を利用して高温蒸気3が発生する。
The product gas 1 in which a part of CO has caused a shift reaction in the high
続いて生成ガス1は、中温シフト反応器21bに導入され、残りのCOの一部がCO2に転化した段階で中温蒸気発生器22bに導入されて冷却される。中温蒸気発生器22bでは、生成ガス1を熱源として中温蒸気4が発生する。
Then the product gas 1 is introduced into the medium-
次に、生成ガス1は、低温シフト反応器21cに導入され、所望するCO濃度になるまで残りのCOがCO2に転化され、冷却のために低温蒸気発生器22cに導入される。低温蒸気発生器22cでは、生成ガス1を熱源として低温蒸気5が発生する。低温蒸気発生器22cで冷却された後の生成ガス1は、吸収液加熱器23に導入される。
Next, the product gas 1 is introduced into the low
一方、吸収液加熱器23で、生成ガス1に含まれる水蒸気の凝縮熱と生成ガス1の顕熱とにより加熱されたリッチ液6は、次に加熱器27aに導入され、中温蒸気4の全部または一部を熱源として加熱される。リッチ液6は、さらに加熱器27bに導入され、高温蒸気3の全部または一部を熱源として加熱され、減圧されてフラッシュタンク28に導入される。リッチ液6が加熱器27aで所定の温度まで加熱された場合には、高温蒸気3を加熱器27bに供給せず、加熱器27bでリッチ液6を加熱しなくてもよい。
On the other hand, the rich liquid 6 heated by the
加熱器27a、27bを設置することで、リッチ液6は、吸収液加熱器23で十分に加熱できなかった場合でも、中温蒸気発生器22bと高温蒸気発生器22aで発生した水蒸気を熱源として、さらに加熱することができる。
By installing the
なお、本実施例では、加熱器27a、27bと2台の加熱器を設置したが、いずれか1方だけを設置することもできる。また、加熱器を3台設置し、低温蒸気5、中温蒸気4、および高温蒸気3を熱源として、リッチ液6を加熱する構成にしてもよい。
In this embodiment, the
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第3の実施例を、図3を用いて説明する。実施例3は、本発明によるCO2回収方法および回収装置を、石炭のガス化プロセスに適用した例であり、生成ガスを、脱塵、水洗した後、直接シフト反応を行い、その後、CO2とH2Sを同時に除去するプロセスに適用した例である。図3は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。 A third embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 3, the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention, an example applied to the gasification process coal, the product gas, dedusting, washed with water, subjected to direct shift reaction, then, CO 2 And H 2 S are simultaneously applied to the process of removing. FIG. 3 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery device in the present embodiment.
図3に示すように、本実施例でのCO2回収装置は、主に、第一シフト反応器30a、第二シフト反応器30b、蒸気発生器31a、31b、吸収液加熱器23、吸収塔24、冷却器25、29、35、気水分離器26、加熱器27c、フラッシュタンク28、熱交換器33、および再生塔34から構成されている。吸収塔24では、吸収液がCO2とH2Sとを吸収し、生成ガス1からCO2とH2Sとが同時に除去される。
As shown in FIG. 3, the CO 2 recovery apparatus in the present embodiment mainly includes a
生成ガス1は、脱塵や水洗の後、水蒸気2と共に第一シフト反応器30aに導入される。
The product gas 1 is introduced into the
第一シフト反応器30aには、CoとMoを主な活性成分とするシフト触媒が充填されており、H2Sの存在下において(1)式の反応が促進される。本実施例においても、シフト反応の反応熱により触媒が耐熱温度を超えないように、シフト反応を分割して行うようになっており、第一シフト反応器30aでは、生成ガス1に含まれるCOの一部だけを反応させる。
The
次に、生成ガス1は、蒸気発生器31aに導入され冷却される。これと同時に、生成ガス1の熱を利用して、高温蒸気11が発生する。
Next, the product gas 1 is introduced into the steam generator 31a and cooled. At the same time, the
続いて生成ガス1は、第一シフト反応器30aと同じ触媒が充填された第二シフト反応器30bに導入され、残りのCOがCO2に転換され、冷却のために蒸気発生器31bに導入される。蒸気発生器31bでは、生成ガス1を熱源として中温蒸気12が発生する。
Subsequently, the product gas 1 is introduced into the
なお、シフト反応の温度レベルは、例えば、第一シフト反応器30aでは250〜450℃、第二シフト反応器30bでは250〜350℃とすることができる。
The temperature level of the shift reaction can be, for example, 250 to 450 ° C. for the
次に、リッチ液6の加熱方法について説明する。吸収塔24の底部から抜き出されたリッチ液6は、熱交換器33に導入され、後述する再生塔34で加熱再生された高温の吸収液(リーン液)10の熱により加熱される。
Next, a method for heating the rich liquid 6 will be described. The rich liquid 6 extracted from the bottom of the
続いて、リッチ液6は、吸収液加熱器23に導入され、蒸気発生器31bを通過した生成ガス1の熱により加熱される。この生成ガス1には、シフト反応用に供給された水蒸気2のうち反応に使われなかった水蒸気が含まれており、この水蒸気の凝縮熱と生成ガス1の顕熱とによりリッチ液6は加熱される。
Subsequently, the rich liquid 6 is introduced into the
リッチ液6は、さらに加熱器27cに導入され、中温蒸気12の全部または一部を熱源として加熱され、減圧されてフラッシュタンク28に導入される。
The rich liquid 6 is further introduced into the
フラッシュタンク28では、主に吸収されていたCO2が液相から放出されて、リッチ液6は再生され(セミリーン液13となる)、CO2を含んだ放散ガス9が回収される。
In the
セミリーン液13(放散ガス9を放出したリッチ液6)は、一部が冷却器29で冷却された後、吸収塔24に導入され、残りは再生塔34に導入される。
The semi-liquid 13 (the rich liquid 6 that has released the diffused gas 9) is partially cooled by the cooler 29, then introduced into the
再生塔34では、セミリーン液13は、水蒸気により110〜130℃に加熱され、吸収されていたCO2とH2Sが放散ガス9として気相に放出されて、リーン液10として再生される。
In the
再生塔34でセミリーン液13の再生により得られたリーン液10は、上述したように高温のまま熱交換器33に加熱媒体として導入され、リッチ液6の加熱に供される。その後、冷却器35で所定の温度まで冷却された後、吸収塔24に導入される。
The
一方、吸収液加熱器23でリッチ液6との熱交換により冷却された生成ガス1は、さらに冷却器25で50℃以下に冷却され、気水分離器26で凝縮水7が除去される。この後、生成ガス1は、吸収塔24に導入され、CO2およびH2Sが除去されて精製ガス8が得られる。
On the other hand, the product gas 1 cooled by heat exchange with the rich liquid 6 by the
このように、本実施例では、従来個別に実施されていたH2S除去とCO2回収を同時に行うことができる。さらに、生成ガス1に含まれる水蒸気の凝縮熱と生成ガス1の顕熱と再生塔より抜き出した高温のリーン液10とを用いて、フラッシュタンク28に導入する前のリッチ液6を加熱することができる。これにより、シフト反応の反応熱を利用して発生させた水蒸気を主に発電に供することができ、発電効率の低下を抑制することができる。
As described above, in this embodiment, H 2 S removal and CO 2 recovery, which are conventionally performed individually, can be performed simultaneously. Further, the rich liquid 6 before being introduced into the
なお、本実施例では、実施例2と同様に、蒸気発生器31a、31bで高温蒸気11と中温蒸気12を発生させ、中温蒸気12を熱源として加熱器27cでリッチ液6を加熱しているが、実施例1と同様に、蒸気発生器31a、31bと加熱器27cとを省くことも可能である。図4は、このような構成のCO2回収装置の構成を示すブロック図である。
In the present embodiment, as in the second embodiment, the
図4に示した構成の場合には、シフト反応の反応熱を利用して発生させた水蒸気を使わずに、生成ガス1の水蒸気の凝縮熱と生成ガス1の顕熱と高温のリーン液10だけで、リッチ液6を加熱する。この場合には、シフト反応の反応熱を利用して発生させた水蒸気を発電に供することができ、発電効率の低下をさらに抑制することができる。 In the case of the configuration shown in FIG. 4, the heat of condensation of the product gas 1, the sensible heat of the product gas 1, the sensible heat of the product gas 1, and the high-temperature lean liquid 10 are used without using the steam generated using the reaction heat of the shift reaction. Only the rich liquid 6 is heated. In this case, water vapor generated by using the reaction heat of the shift reaction can be used for power generation, and the reduction in power generation efficiency can be further suppressed.
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第4の実施例を、図5を用いて説明する。実施例4では、実施例2と同様の構成のCO2回収装置に対して、凝縮熱を回収してリッチ液を加熱する際の運転制御方法の例について説明する。 A fourth embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. In the fourth embodiment, an example of an operation control method for heating the rich liquid by collecting the condensation heat will be described for the CO 2 recovery apparatus having the same configuration as that of the second embodiment.
図5は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図5において、図2と同一の符号は、図2と同一または共通する要素を示す。本実施例のCO2回収装置は実施例2と同様の構成であるが、図5には、凝縮熱を回収してリッチ液6を加熱する際の運転制御に必要な構成要素を追加して記載した。 FIG. 5 is a block diagram showing a configuration of the CO 2 recovery device in the present embodiment. 5, the same reference numerals as those in FIG. 2 denote the same or common elements as those in FIG. The CO 2 recovery apparatus of the present embodiment has the same configuration as that of the second embodiment, but in FIG. 5, additional components necessary for operation control when recovering the condensation heat and heating the rich liquid 6 are added. Described.
吸収液加熱器23は、生成ガス1に含まれる水分の凝縮熱を回収できるように設計されている。
The
生成ガス1の流路には吸収液加熱器23の入口に温度計51を設置し、生成ガス1の温度を測定する。冷却器25の出口にも温度計53を設置する。また、中温シフト反応器21bおよび低温シフト反応器21cの入口に、温度計56および57をそれぞれ設ける。
A
冷却器25に供給する冷却水の流量は、流量調節弁64で調節可能である。また、高温蒸気発生器22a、中温蒸気発生器22b、および低温蒸気発生器22cに供給するボイラ給水14a、14b、および14cの流量は、流量調節弁67、68、および63でそれぞれ調節可能である。
The flow rate of the cooling water supplied to the cooler 25 can be adjusted by the flow
リッチ液6の流路には、吸収液加熱器23の出口に温度計52を,加熱器27aの出口に温度計54を、加熱器27bの出口に温度計55を設置する。中温蒸気発生器22bから発生する中温蒸気4から分取され、加熱器27aに供給される中温蒸気4aの流量は、流量調節弁65で調節できる。高温蒸気発生器22aから発生する高温蒸気3から分取され、加熱器27bに供給される高温蒸気3aの流量は、流量調節弁66で調節できる。流量調節弁65を調節して、例えば、中温蒸気4の全量を中温蒸気4aとして加熱器27aに供給することも可能である。
In the flow path of the rich liquid 6, a
吸収液加熱器23を通過した後のリッチ液6は、温度計52で温度が測定される。この温度が、リッチ液6がフラッシュタンク28で再生するのに必要な予め定めた基準温度に満たない場合は、流量調節弁65の開度を大きくすることにより、加熱器27aに供給する中温蒸気4aの流量を増やす。中温蒸気4の全量を加熱器27aに供給してもまだ所定の温度に到達しない場合には、流量調節弁66の開度を大きくすることにより、加熱器27bに供給する高温蒸気3aの流量を増加させ、最終的に温度計55で計測されるリッチ液6の温度が所定の温度になるように調節する。このようにして、リッチ液6を加熱する水蒸気の量と温度を制御して、リッチ液6の温度を所定の温度に保つことができる。
The temperature of the rich liquid 6 after passing through the
一方、温度計51で計測している生成ガス1の温度が上記の基準温度を超えた場合には、流量調節弁63の開度を大きくして、低温蒸気発生器22cへ供給するボイラ給水14cの流量を増加させる。これにより、低温蒸気発生器22cで発生させる低温蒸気5の量を増やし、生成ガス1の温度上昇を防ぐことができる。このようにして、吸収液加熱器23へ導入される生成ガス1の温度を所定の温度に保つことができる。
On the other hand, when the temperature of the product gas 1 measured by the
以上のようにして、生成ガス1の凝縮熱を回収する際に、生成ガス1の温度を調節することが可能となる。 As described above, the temperature of the product gas 1 can be adjusted when the heat of condensation of the product gas 1 is recovered.
また、中温シフト反応器21bおよび低温シフト反応器21cの温度調節も行うことができる。温度計56および57で計測される生成ガス1の温度が所定の温度になるように、高温蒸気発生器22aおよび中温蒸気発生器22bに供給するボイラ給水14aおよび14bの流量を、流量調節弁67および68でそれぞれ調節する。
In addition, the temperature of the intermediate
1…生成ガス、2…水蒸気、3…高温蒸気、3a…分取された高温蒸気、4…中温蒸気、4a…分取された中温蒸気、5…低温蒸気、6…リッチ液、7…凝縮水、8…精製ガス、9…放散ガス、10…リーン液、11…高温蒸気、12…中温蒸気、13…セミリーン液、14a,14b,14c…ボイラ給水、21a…高温シフト反応器、21b…中温シフト反応器、21c…低温シフト反応器、22a…高温蒸気発生器、22b…中温蒸気発生器、22c…低温蒸気発生器、23…吸収液加熱器、24…吸収塔、25,29,35…冷却器、26…気水分離器、27a,27b,27c…加熱器、28…フラッシュタンク、30a…第一シフト反応器、30b…第二シフト反応器、31a,31b…蒸気発生器、33…熱交換器、34…再生塔、51,52,53,54,55,56,57…温度計、61,62,63,64,65,66,67,68…流量調節弁。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Production gas, 2 ... Water vapor, 3 ... High temperature steam, 3a ... Prepared high temperature steam, 4 ... Medium temperature steam, 4a ... Prepared intermediate temperature steam, 5 ... Low temperature steam, 6 ... Rich liquid, 7 ... Condensation Water, 8 ... Purified gas, 9 ... Stripped gas, 10 ... Lean liquid, 11 ... High temperature steam, 12 ... Medium temperature steam, 13 ... Semi-lean liquid, 14a, 14b, 14c ... Boiler feed water, 21a ... High temperature shift reactor, 21b ... Intermediate temperature shift reactor, 21c ... Low temperature shift reactor, 22a ... High temperature steam generator, 22b ... Medium temperature steam generator, 22c ... Low temperature steam generator, 23 ... Absorption liquid heater, 24 ... Absorption tower, 25, 29, 35 ... cooler, 26 ... steam separator, 27a, 27b, 27c ... heater, 28 ... flash tank, 30a ... first shift reactor, 30b ... second shift reactor, 31a, 31b ... steam generator, 33 ... heat exchanger, 34 ... again Tower, 51,52,53,54,55,56,57 ... thermometer, 61,62,63,64,65,66,67,68 ... flow control valve.
Claims (8)
前記生成ガスと水蒸気とを触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換する工程と、
前記生成ガスを吸収液加熱器に導入し、前記生成ガスに含まれる水分の凝縮熱と前記生成ガスの顕熱とを利用して、CO2吸収塔の底部より抜き出された吸収液を加熱する工程と、
前記生成ガスに含まれる凝縮された水分を除去してから、前記生成ガスを前記CO2吸収塔に導入し、前記CO2吸収塔内の吸収液と接触させて前記生成ガス中のCO2を吸収させる工程と、
前記吸収液加熱器で加熱された前記吸収液を減圧し、CO2ガスを放出させて前記吸収液を再生し、前記CO2吸収塔に戻す工程と、
を有することを特徴とするCO2回収方法。 In a method for recovering CO 2 from a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon,
Reacting the product gas with water vapor on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2 ;
The generated gas is introduced into an absorption liquid heater, and the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower is heated using the heat of condensation of moisture contained in the generated gas and the sensible heat of the generated gas. And a process of
Following removal of condensed water contained in the product gas, introducing the product gas to the CO 2 absorption tower, a CO 2 absorption solution the product gas is contacted with in the CO 2 absorption tower Absorbing, and
Reducing the pressure of the absorption liquid heated by the absorption liquid heater, releasing CO 2 gas to regenerate the absorption liquid, and returning it to the CO 2 absorption tower;
A CO 2 recovery method comprising:
CO2ガスを放出して再生した前記吸収液を前記CO2吸収塔に戻す過程で、前記吸収液の一部をさらに後段の再生塔へ導入して加熱する工程と、
前記再生塔の底部より抜き出された前記吸収液を熱源とする熱交換器を用いて、前記CO2吸収塔の底部より抜き出された前記吸収液を加熱する工程と、
を有するCO2回収方法。 The CO 2 recovery method according to claim 1, wherein
In the process of returning the absorption liquid regenerated by releasing CO 2 gas to the CO 2 absorption tower, a part of the absorption liquid is further introduced into a subsequent regeneration tower and heated;
Heating the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower using a heat exchanger having the absorption liquid extracted from the bottom of the regeneration tower as a heat source;
CO 2 recovery method having
前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換する工程の後で、前記生成ガスを蒸気発生器に導入し、前記生成ガスを熱源として水蒸気を発生させる工程と、
前記吸収液加熱器で加熱された前記吸収液を、前記蒸気発生器で発生した水蒸気を熱源とする加熱器でさらに加熱してから減圧し、CO2ガスを放出させて前記吸収液を再生する工程と、
を有するCO2回収方法。 The CO 2 recovery method according to claim 1 or 2,
After the step of converting CO contained in the product gas into CO 2 , introducing the product gas into a steam generator and generating water vapor using the product gas as a heat source;
The absorption liquid heated by the absorption liquid heater is further heated by a heater using water vapor generated by the steam generator as a heat source and then depressurized to release CO 2 gas to regenerate the absorption liquid. Process,
CO 2 recovery method having
前記吸収液加熱器の入口での前記生成ガスの温度が、予め定めた基準温度より低い場合は、前記蒸気発生器で発生させる前記水蒸気の量を減らし、前記基準温度より高い場合は、前記蒸気発生器で発生させる前記水蒸気の量を増加させるCO2回収方法。 The CO 2 recovery method according to claim 3,
When the temperature of the product gas at the inlet of the absorption liquid heater is lower than a predetermined reference temperature, the amount of the water vapor generated by the steam generator is reduced, and when the temperature is higher than the reference temperature, the steam is generated. A CO 2 recovery method for increasing the amount of water vapor generated by a generator.
前記吸収液加熱器を通過した前記吸収液の温度が予め定めた基準温度より低い場合は、前記加熱器の熱源となる前記水蒸気の量と温度のうち少なくとも一方を増加させるCO2回収方法。 The CO 2 recovery method according to claim 3,
A CO 2 recovery method for increasing at least one of an amount and a temperature of the water vapor serving as a heat source of the heater when the temperature of the absorbing liquid that has passed through the absorbing liquid heater is lower than a predetermined reference temperature.
炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスと水蒸気とを触媒上で接触させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するシフト反応器と、
前記生成ガスを熱源として、前記CO2吸収塔からの前記吸収液を加熱する吸収液加熱器と、
前記吸収液加熱器において加熱された前記吸収液を減圧し、前記吸収液からCO2ガスを放出させることにより、前記吸収液を再生して前記CO2吸収塔に戻すフラッシュタンクと、
前記吸収液加熱器を通過した前記生成ガスを冷却する冷却器と、
前記冷却器を通過した前記生成ガスから凝縮水を分離する気水分離器と、
前記気水分離器で凝縮水を分離した後の前記生成ガスを導入して前記吸収液に接触させて、前記生成ガスに含まれるCO2を前記吸収液に吸収させる前記CO2吸収塔と、
を備え、
前記吸収液加熱器は、前記生成ガスに含まれる水分の凝縮熱と前記生成ガスの顕熱とを利用して、前記CO2吸収塔からの前記吸収液を加熱することを特徴とするCO2回収装置。 In the CO 2 recovery apparatus having a CO 2 absorption tower having an absorbent that absorbs CO 2,
A shift reactor for converting CO contained in the product gas into CO 2 by bringing a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon into contact with water vapor on a catalyst;
An absorption liquid heater for heating the absorption liquid from the CO 2 absorption tower using the generated gas as a heat source;
A flash tank that regenerates the absorption liquid and returns it to the CO 2 absorption tower by depressurizing the absorption liquid heated in the absorption liquid heater and releasing CO 2 gas from the absorption liquid;
A cooler that cools the product gas that has passed through the absorption liquid heater;
A steam separator for separating condensed water from the product gas that has passed through the cooler;
The CO 2 absorption tower that introduces the generated gas after separating condensed water with the steam separator and makes it contact with the absorbing liquid, and absorbs CO 2 contained in the generated gas into the absorbing liquid;
With
The reboiler utilizes the sensible heat of the product gas and condensation heat of water contained in the product gas, CO 2, characterized by heating the absorption liquid from the CO 2 absorption tower Recovery device.
前記フラッシュタンクで再生された前記吸収液を加熱することにより、前記吸収液からCO2ガスを放出させる再生塔と、
前記再生塔で加熱された前記吸収液を熱源として、前記CO2吸収塔からの前記吸収液を加熱する熱交換器と、
を備えるCO2回収装置。 The CO 2 recovery device according to claim 6,
A regeneration tower for releasing CO 2 gas from the absorbing liquid by heating the absorbing liquid regenerated in the flash tank;
Using the absorption liquid heated in the regeneration tower as a heat source, a heat exchanger for heating the absorption liquid from the CO 2 absorption tower,
A CO 2 recovery device.
前記生成ガスを熱源として水蒸気を発生させる蒸気発生器と、
前記蒸気発生器で発生した水蒸気を熱源として、前記吸収液加熱器で加熱された前記吸収液をさらに加熱する加熱器と、
を備えるCO2回収装置。 The CO 2 recovery device according to claim 6 or 7,
A steam generator for generating water vapor using the product gas as a heat source;
A heater that further heats the absorption liquid heated by the absorption liquid heater using water vapor generated by the vapor generator as a heat source;
A CO 2 recovery device.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010026093A JP5292333B2 (en) | 2010-02-09 | 2010-02-09 | CO2 recovery method and CO2 recovery device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2010026093A JP5292333B2 (en) | 2010-02-09 | 2010-02-09 | CO2 recovery method and CO2 recovery device |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2011162385A JP2011162385A (en) | 2011-08-25 |
JP5292333B2 true JP5292333B2 (en) | 2013-09-18 |
Family
ID=44593518
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2010026093A Active JP5292333B2 (en) | 2010-02-09 | 2010-02-09 | CO2 recovery method and CO2 recovery device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5292333B2 (en) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP5389753B2 (en) * | 2010-07-27 | 2014-01-15 | 株式会社日立製作所 | CO2 separation and recovery equipment for coal gasification gas |
JP5398755B2 (en) * | 2011-02-08 | 2014-01-29 | 株式会社日立製作所 | CO2 recovery method and CO2 recovery device |
JP2014526380A (en) * | 2011-09-23 | 2014-10-06 | ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー | Reduction of nitrosamine content in amine compositions |
JP6066605B2 (en) * | 2012-07-20 | 2017-01-25 | 三菱重工業株式会社 | CO2 recovery system |
KR101603430B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-03-14 | 한국전력공사 | Capturing Apparatus For Capturing Acidic Gas |
CN114225623B (en) * | 2022-02-25 | 2022-06-03 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | Carbon capture system |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS56125213A (en) * | 1980-03-05 | 1981-10-01 | Hitachi Ltd | Production and recovery of carbon dioxide from a carbon monoxide mixture |
JP2662298B2 (en) * | 1989-09-13 | 1997-10-08 | 株式会社日立製作所 | Power plant with carbon dioxide separator |
JP3392609B2 (en) * | 1995-12-01 | 2003-03-31 | 三菱重工業株式会社 | How to remove carbon dioxide from gas |
JP4338928B2 (en) * | 2002-01-30 | 2009-10-07 | 株式会社荏原製作所 | Gas purification method, gas purification system and power generation system |
JP2004248565A (en) * | 2003-02-19 | 2004-09-09 | Toshiba Corp | Apparatus for supplying carbon dioxide and warm water to greenhouse |
US8252091B2 (en) * | 2008-03-18 | 2012-08-28 | General Electric Company | CO2 recovery from IGCC power plants |
-
2010
- 2010-02-09 JP JP2010026093A patent/JP5292333B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2011162385A (en) | 2011-08-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5383338B2 (en) | CO2 recovery device and CO2 recovery method | |
JP5292333B2 (en) | CO2 recovery method and CO2 recovery device | |
JP5638262B2 (en) | CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method | |
JP5193160B2 (en) | Gasification power generation system with carbon dioxide separation and recovery device | |
CA2683007C (en) | Method and system for recovering high-purity co2 from gasification gas | |
JP2018168205A (en) | Method and facility for producing methane | |
JP2011240321A (en) | Exhaust gas treatment system having carbon dioxide removal device | |
JP7117971B2 (en) | Methane production method and methane production equipment | |
CA2785287C (en) | Heat recovery system and heat recovery method of co2 recovery unit | |
JP5753433B2 (en) | Gasification power generation system | |
KR101520831B1 (en) | method and apparatus of CO2 separation and collection at off gas | |
JP7028600B2 (en) | Methane production system and methane production method | |
JP5237204B2 (en) | CO2 recovery apparatus and method | |
JP6095116B2 (en) | Gas refining equipment and coal gasification combined power generation equipment | |
JP2011000528A (en) | Co2 recovering device and co2 recovering method | |
JP2011005368A (en) | Co2 recovering apparatus and method | |
JP5398755B2 (en) | CO2 recovery method and CO2 recovery device | |
TWI500888B (en) | Gasification method, gasification system and integrated coal gasification combined cycle | |
JP5514133B2 (en) | CO2 recovery method and CO2 recovery device | |
JP2014521882A (en) | Method and apparatus for recirculating exhaust gas from a gas turbine with a downstream waste heat boiler | |
JP2012161750A (en) | Co2 recovery method and co2 recovery apparatus | |
WO2012074061A1 (en) | Energy recovery device and coal gasification power generation plant | |
US20140026572A1 (en) | System and method for capturing carbon dioxide from shifted syngas | |
JP2012041438A (en) | Gasification system | |
JPH10204448A (en) | Gasification power plant |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20120206 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20130529 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20130604 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130610 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5292333 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |